某电厂启机过程观摩学习报告
11月27日，某电厂#6机在处理完发电机短路试验定冷水回水管接地线电流大问题后进行了再次启动，我们对某电厂#6机组的本次启机过程进行了跟踪学习，现对某电厂#6机组的本次启机过程情况进行总结和分析。
一、11月27日#6机启动步骤
08：00闭式水、压缩空气、循环水、燃油系统、凝结水系统、主机油、EH油、轴封等系统已运行，电泵走再循环，定冷水回水接地故障仍在处理。
08：30就地微开电泵出口电动门，高加注水放空气，由旁路切至主路运行，省煤器入口旁路调节门关闭。
09：00柴发带负荷试验
10：00开启省煤器入口旁路门向锅炉上水，电泵出口压力13.7MPa，流量420t/h。分离器贮水箱水位14m，至启动凝结水箱的361阀正常开启。点动炉水泵两次（间隔10Min），关闭省煤器入口旁路调节门后启动炉水泵，开启炉水泵出口门，缓慢全开出口调节门，关闭炉水泵再循环（全开全关两位阀），开省煤器入口旁路调节门维持贮水箱水位稳定，省煤器入口流量950t/h。
10：05启动6A、6B送引风机，锅炉进行燃油泄漏试验、吹扫，投入空预器吹灰及SCR吹灰。
10：16化学报告水质：凝结水：PH9.2Na＋2.2ug/LFe2＋30ug/LSiO25.2ug/L给水：PH9.83Na＋2.6ug/LFe2＋70ug/LSiO271.4ug/L分离器：PH9.08Na＋2.1ug/LFe2＋230ug/LSiO240.1ug/L
10：30吹扫结束后投入F层两只油枪10：40启动6A一次风机、6A密封风机
11：10等离子拉弧启动6B磨煤机、给煤机，磨辊投入变加载，煤量逐渐由28t/h增加至35t/h，由等离子模式切至正常模式，停油枪。
11：15启动6B一次风机调平后投入送引风机一次风机自动，维持炉膛负压120Pa左右，一次风母管压力不低于8KPa，锅炉升温升压。
14：00冷再供辅汽，提高辅汽联箱温度。
14：15化学报告水质：
凝结水：PH8.93Na＋84ug/L
给水：PH8.65Na＋9.5ug/LFe2＋40ug/LSiO237.5ug/L
分离器：PH8.64Na＋5.5ug/LSiO238.8ug/L
主汽：Fe2＋10ug/LSiO213.8ug/L
14：28 6A小机冲转，快速升至1000r/Min暖机，15：15升速至3000r/Min并泵投入自动。电泵旋转备用。
15：00投入F层油枪启6F磨煤机（6B磨对侧，对冲燃烧）。
15：15定冷水回水接地故障处理完毕，定冷水注水放空气，启6A定冷泵。
16：12主汽压力9.34MPa、温度448度；再热蒸汽压力1.27MPa，温度429度；给水流量1050t/h，某电厂#6机组整组启动学习报告之一总燃料量103t/h，总风量1727t/h，汽机投入SGC走步冲转。
16：19主机转速达到3000r/min。
二、启动学习体会
1、化水系统（凝结水精处理系统详解）
凝结水精处理与我厂一样，采用2台50％前置过滤器和四台高速混床（3用1备），混床出口设置树脂捕捉器，精处理投运较早，就地仪表也已投入，建议我厂在可能情况下尽早投入前置过滤器乃至混床，对改善凝结水、给水系统水质有较大帮助，两次水质分析给水流量增加后加药量未做及时调整，冲转前才向化学索要水质，沟通较迟（水质采样化验需要半小时左右），某电厂启机过程中未刻意强调变流量及冷热态冲洗，给水流量一直维持在1100t/h左右定流量冲洗，给泵上水基本与361阀的溢流持平，同时维持贮水箱水位稳定。
2、凝结水系统（凝结水系统学习）
A.某电厂厂配置两台100％凝泵，一个变频器，泵切换时需对变频器进行相应的切换控制。因为机组初次投运的设备较多，大量污渍均汇集至凝汽器，使得凝泵入口滤网差压高，甚至使得凝泵出口压力大幅下降，我厂应该及早做好运行人员的滤网隔离及恢复操作的培训。（凝泵变频一拖二运行中的存在的问题分析，附凝泵切换操作票）
B.27日凌晨，某电厂因凝泵入口滤网差压高切换凝泵，在凝泵的工频/变频倒换过程中发生三相短路故障，6KV电压低至1.091KV，短路电流高达18KA，300ms后保护将故障切除，期间空压机因公用PC失压导致控制电源失去而停运。故障处理时，操作员在集控室照明变暗时迅速检查各厂用母线及负荷，快速找到故障点和受波及设备，其应变能力值得我们学习。
3、轴封系统（启机过程中长时间投轴封不抽真空有什么危害？）
A.某电厂轴封系统与我厂基本一致，温态和热态时，辅汽温度无法达到要求。某电厂在停机后经常因轴封温度低或停运时间长而破坏真空停运轴封。
B.某电厂几次投运轴封时供汽温度均在240℃左右，转子温度（计算值）在360℃以上，通过开启轴封供汽旁路手动门进行投轴封操作，期间非常重视暖管及疏水。在拉真空时轴封压力会出现下降，需不断进行调整。
C．真空未建立时，轴加疏水不畅，轴加风机曾因蒸汽带水而过流跳闸，建议此阶段将疏水直接排放地沟，防止轴封汽带水。
D．某电厂小机轴封设有减温水，投运时温度一般控制在150℃左右。
4、主机油系统（汽轮机润滑油系统原理及流程）
A.某电厂厂已将油箱油位高保护取消。
B.23日因火电就地改接线时引起紧急供油动作，顶轴油泵，交流润滑油泵，EH油泵全停，而直流油泵未启动。
查原因发现：
（1）DEH在执行油泵检查SGC后，有报警未复归，导致软联锁无法动作。
（2）硬联锁因为压力开关未接线而无法动作
5、锅炉启动系统（超临界机组锅炉启动系统特点及分析）
A.因其前置泵和给泵均为KSB生产，对泵体温差要求很严格，不注意容易出现卡死。现某电厂在暖泵不充分时，要求除氧器温度控制在90℃，在启机过程中除氧器温度基本维持在60～70℃左右，且因泵要求小机不盘车。
B.目前某电厂还未做湿态下的给水自动控制。其控制方式一般采用给水泵维持分离器贮水箱水位不下降，361阀控制水位不高，启动循环泵出口调门全开，不进行调节，但可满足最小流量>510t/h。某电厂#6机组整组启动学习报告之一
C．因给水量和361阀排放量大，锅炉启动凝结水箱输送泵未设置再循环调节门，泵启、停频繁。
6.制粉系统（锅炉制粉系统详解（附制粉系统相关资料领取））
A.某电厂磨煤机出口阀在点火能量不满足时禁止开启。
B．一次风机启动时因磨煤机出口门均关闭，只能憋压启动。本次启动时，6B一次风机启动后动叶开至14％，压力达2Kpa。如果我厂也可以在通道不打通情况下启动一次风机，那么采用关磨出口阀逻辑下启动一次风机就可以可能避免阚山事件了，做到无点火能量就不会向炉膛送粉。
C.某电厂采用无油点火方式，先点两支油枪只为防止给煤机启动后120S检测不到火检而MFT，在等离子磨燃烧稳定后便退出油枪。但为了防止因等离子断弧而跳磨，在油枪撤出后便把等离子方式撤出了。建议我厂对等离子保护的投撤作出明确易行的规定。
D．等离子磨启动后煤量在30T/H左右，冲转时煤量80～100T不等，在锅炉的升温升压过程中对燃烧率并未做很明确的要求。其旁路与我厂一期类似，为小旁路，目前高旁在启动过程中为手动控制，所以升温升压速率变动较大，随意性较大。
7.汽机冲转（机组整套启动系列 四 汽轮机冲转（详细））
A.因为#6机27日的启动是在24日停运后的再次启动，高压缸体温度在340℃以上，在汽机启动SGC未投入的情况下所有X准则均已满足，投入汽机启动SGC，整个过程很快，七分钟左右就冲至3000r/m，在释放名义转速时虽然MARGIN只有6K（HPESV）左右，但升速过程还是很顺利；还有一次MARGIN只有2K（HPESV）不到，也顺利冲至3000r/m。个人认为我厂可以稍早些投入启动SGC，温度低点开始暖管暖阀，早点启动油泵检查程序。
B.24日3：30因高压缸温度高汽机跳闸。高压内缸三个温度测点MAA50CT011A/012A/013A实际温度223℃、244℃、265℃，按逻辑设计，任一测点温度与其它两测点偏差>18℃，则判为该测点故障，如有两测点故障则触发汽机跳闸，当时三测点互相偏差都大于18℃，从而判断三点故障，因此汽机跳闸，引起三测点偏差大原因估计是安装位置有区别，暖机不充分（暖机时间长了，三测点基本一致）。18℃的偏差是否有点偏小，望我厂考虑。
C．25日，因励磁机冷却器在冲转后忘记投运，导致励磁风温高而汽机跳闸。